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来源：中国储能网

中国储能网讯：美国国家可再生能源实验室日前发布了一份名为《超越4小时锂离子电池储能系统：长时储能系统的挑战与机遇》的研究报告。此项研究获得了美国能源部能源效率和可再生能源战略分析小组办公室、美国能源部水力发电技术办公室以及美国能源部电力办公室的资助。

前言

这份报告以美国国家可再生能源实验室的“储能未来研究”项目为基础，该项目主要探索储能系统在美国电力部门的发展和运营中的作用和影响。该实验室调查了储能技术的发展对部署和采用公用事业规模储能系统和分布式储能系统的潜在影响，以及对未来电力系统基础设施的投资和运营的影响。

此项研究是“储能未来研究”的延续，探讨了促使持续时间4小时或低于4小时的储能系统向4小时以上的长时储能系统转变的多种因素。该报告建立在“储能未来研究”系列的第一份报告《储能部署的四个阶段:储能系统在美国电力系统中扩大作用的框架》的基础上，该报告在当前和未来部署储能系统的四个阶段中建立了具有成本竞争力的储能系统的角色和机会的框架。这份报告深入研究了太阳能发电设施和储能系统的发展阶段，并指出太阳能发电设施和储能系统共址部署可以相互增加价值，而降低成本和技术改进使储能系统在服务持续时间更长的应用时具有成本竞争力。

“储能未来研究”项目提供数据和分析，以支持美国能源部的“储能大挑战”计划，这个全面的计划旨在加速下一代储能技术的开发、商业化运营和应用，并致力保持美国在全球储能市场的领导地位。“储能大挑战”计划采用了用例框架，以确保储能技术能够经济有效地满足特定需求，并结合了多个类别的储能技术:电池储能系统、机械储能系统、热储能、液流电池、柔性发电等。

概要

从2010年到2022年底，美国电网增加了约9GW的电池储能系统，而且运营的抽水蓄能发电设施的装机容量约为23GW。在新增的储能系统中，90%以上的储能系统持续时间为4小时或更短，在过去几年部署的储能系统中，锂离子电池储能系统约占99%。

很多人对部署持续时间高于4小时的储能系统的兴趣日益增长，并且认为长时储能系统将在帮助整合可再生能源和实现高度脱碳电网方面发挥着重要作用。报告指出，即使没有针对减少碳排放的新政策，持续时间为6～10小时的长时储能系统也有数百吉瓦的市场机会。考虑到在脱碳和实现可再生能源方面的作用，长时储能系统的发展潜力可能更大。

尽管发展潜力巨大，但有关长时储能系统的作用以及长时储能系统与锂离子电池储能系统进行竞争仍然存在重大的不确定性。

从历史上来看，4小时储能系统非常适合在美国许多地区的夏季峰值电力需求期间提供容量服务，这导致一些批发市场地区采用了“4小时容量规则”。该规则允许持续4小时以上的储能系统在容量市场或其他提供容量的合同中获得补偿(在更长的持续时间内不会提供额外的收入)。4小时容量规则、能源套利的额外价值有限以及锂离子电池成本下降，对于部署持续时间超过4小时的长时储能系统产生了抑制作用。基于这一规则，在2021年和2022年美国部署的储能系统约有40%是持续时间4小时的储能系统，不到6%的储能系统持续时间超过4小时。

随着太阳能发电量的增长，满足夏季峰值电力需求的4小时储能系统装机容量将进一步增长。然而，太阳能发电量的增长、不断变化的天气以及建筑供暖的电气化，可能会导致冬季峰值电力需求的转变，其需求期间通常比4小时储能系统的持续时间更长。近年来，美国的一些地区(东南部和德克萨斯州等地区)的冬季峰值电力需求快速增长。随着一些地区改变储能容量规则，这可能最终在未来几年为部署长时储能系统提供更大的激励。长时储能系统可以提供额外的服务，例如缓解输电拥塞和提高电网弹性，因此将具加大部署的机会。

有一些储能技术可以实现更低的成本和更长的使用寿命。然而，这些储能系统必须在成本方面与成熟的锂离子电池储能系统进行竞争，因为锂离子电池储能系统还有可能大幅降低成本，并实现更长的持续时间。长时储能系统的成本降低取决于大规模部署以及激励政策的潜在作用，只有组合成本最优的储能技术，才能更好地支持不断发展的电网。

1 介绍

近年来，美国部署的电网规模储能系统装机容量不断增长，预计在未来将会加速增长。美国在过去几年部署的储能系统大多是锂离子电池储能系统，持续时间通常不超过4小时。然而，人们对于部署持续时间高于4小时的储能系统越来越感兴趣，并且认为长时储能系统在帮助整合大量可再生能源和实现高度脱碳电网方面将发挥重要的作用。

尽管存在这种兴趣，但对于哪种储能技术能够实现经济高效的大规模部署，以及可能提供的服务的实际价值，特别是能否取代电池储能系统时存在很大的不确定性。目前，4小时储能系统非常适合在夏季峰值电力需求期间提供电力，并且随着太阳能发电量的增长，提供各种服务的能力也得到增强。然而，天气变化、太阳能发电量的增长以及供暖电气化可能导致冬季峰值电力需求成为资源充足需求的主要驱动因素。冬季电力需求峰值期间通常高于4小时。

这项研究探索了可能导致储能系统持续从4小时到更长时间转变的机遇和挑战。虽然这份报告与全球储能市场相关，但该报告第一章节的重点是美国储能市场，以及其批发电力市场中评估和补偿容量的具体规则。

第二章节讨论了4小时或持续时间更短的锂离子电池储能系统在过去一直主导储能市场的原因。还概述了储能系统的部署框架，并讨论了如何比较成本和收益，特别是在增加持续时间的背景下。

第三章节讨论了未来过渡到超过4小时储能系统的可能途径，包括短时储能系统提供容量的价值下降，特别是当电力需求峰值转移到冬季时。这项研究关注的是近期内发生的转变，而不是长期的转变，包括深度脱碳的情景。

第四章节讨论了锂离子电池储能系统以外的储能技术转型，以及与装机容量和储能容量相关成本的重要性。

虽然在第四章节简要地讨论了不同的储能技术类别和选项，但美国国家可再生能源实验室采用的方法在很大程度上是技术中立的，其关注的主要特征是持续时间，在第4章节中还讨论了充放电效率等其他因素的影响。将持续时间定义为储能系统在需要充电之前可以在满负荷输出时的时间长度。虽然人们对“长时”有各种各样的定义，但在这里并不讨论任何特定的持续时间，而是探索超越4小时持续时间的情景，这代表了当前大多数的储能系统。

2 持续时间4小时或更少:近期储能部署的驱动因素

为了了解持续时间超过4小时的长时储能系统的部署机会，首先探讨4小时或更短的持续时间的储能系统在过去10年主导全球储能市场的原因。美国目前运营的抽水蓄能发电设施大约有23GW，大部分是在2000年之前完成建设(其中大多数抽水蓄能发电设施的持续时间为8小时或更长时间。表1显示了2010年至2020年美国公用事业规模的电池储能系统的部署情况。该表不包括装机容量小于1MW的储能系统，但包括与太阳能或风力发电设施配套的电池储能系统。该表也不包括热储能系统或用于加热和冷却的热储能系统。在确定技术类型的储能系统中，99%以上是锂离子电池储能系统。

表1 美国从2010年到2022年部署的储能系统装机容量

图1显示了美国从2010年至2022年部署的储能系统的总装机容量，按持续时间按1小时递增。例如，列出的持续时间为1小时储能系统装机容量为1100MW，1至2小时储能系统装机容量为1800MW。

图1 美国在2010～2022年部署的储能系统持续时间。只有不到7%的储能系统的持续时间超过4小时。

这些储能系统中，大部分的持续时间是4小时，美国在2021年和2022年部署了2850MW的4小时储能系统。持续时间超过4小时的储能系统总装机容量不到7%。这可以通过了解储能系统的收益和成本如何随时间变化进行解释。

2.1 构建储能系统的价值主张

储能系统的价值通常与其提供多个服务的能力有关。表2概括了储能系统提供的一些潜在价值。

需要注意的是，表2没有明确列出可再生能源的特定应用。这些应用已经在表1中列出。例如，能量转移和价值通过需求收费和使用时间费率反映在电价中。

从2010年到2019年，大部分储能系统的应用都集中在辅助服务，主要由电池储能系统(或飞轮)提供服务，持续时间通常为1小时或更短。目前在美国一些地区部署的储能系统的装机容量超过了当地的辅助服务要求。表1中列出的储能系统装机容量现在超过了美国约9GW的辅助服务要求。此外，表1并没有包括提供调节储备和减少储能部署机会的其他资源，包括抽水蓄能电设施和需求响应。因此，辅助服务市场有可能饱和，部署储能系统的重点如今已经转移到容量服务上，正如2022年持续时间的增长所表明的那样。

表2 储能在电力系统服务的主要类别

2.2 峰值容量的价值和4小时规则的含义

提供峰值容量可以满足炎热夏季的电力需求，或者在寒冷的冬季满足远高于平均水平的电力需求。调峰服务以往由天然气发电厂、燃煤发电厂或柴油发电机提供，美国用于调峰发电厂的装机容量约为260GW。而运营这些调峰发电厂成本较低，这是因为它们的使用率较低，燃料成本和其他可变成本相对较低。随着这些调峰发电厂的退役以及对峰值电力需求的增加，需要提供新的峰值容量。电池成本持续下降提高了锂离子电池储能系统提供调峰服务的竞争力。

提供峰值容量的储能系统提供了两个主要的价值:容量服务和能量时移。

储能系统的调峰能力反映了其“容量信用”，容量信用是指储能系统存储的电力能够用于满足峰值需求的比例，通常以百分比来衡量。

在美国大多数地区，储能系统的容量信用是由各州和市场监管机构以及当地市场经营者(在具有电力批发市场的地区)共同确定的。包括CAISO、MISO、NYISO和SPP等电网运营商的服务区域的规定，所需的储能系统最小持续时间为4小时，而ISO-NE公司则要求储能系统持续时间为2小时，并用于确定其在容量市场中获得回报和补偿的资格。

在对储能系统具有持续时间要求的地区(例如4小时容量规则)，储能系统根据电网运营商或监管机构制定的持续时间要求获得回报。低于持续时间要求的电池储能系统可以获得部分容量信用，如图2所示。但在本例中，6小时电池储能系统获得的价值或收益并不比4小时电池储能系统多。

图2 对于4小时容量规则的地区来说，持续时间超过4小时的储能系统提供的容量服务并没有额外经济回报。

储能系统作为容量资源的一个重要价值来源是“能源时移套利”，能源时移套利是指储能系统在电力价格较低的非峰值期间储存电力，并在价格较高的峰值期间放电以获利。用于调峰的电池储能系统可以同时提供容量服务和能量转移服务，因为电力价格最高的时段(当电池储能系统将放电以最大化收益或最小化系统成本时)通常是电力系统的峰值电力需求期间。电力价格最低的时段(当电池充电时)也是电力需求较低的时期，因此当储能系统提供电力时，电力系统停电的风险降低。而容量服务和能量时移这两种服务可以叠加。

对提供能量时移的储能系统的价值研究表明，储能系统的大部分价值可以通过相对较短的持续时间来获得。图3显示了从储能系统中获得的潜在价值是持续时间的函数，并与持续时间为40小时的长时储能系统进行对比。在本例中，使用最近几年的价格来模拟储能系统在一些市场区域获得的收入。虽然这些收入由于地点和输电限制等因素而有很大差异，但其价值作为持续时间函数的总体趋势是相似的。在储能系统的持续时间中，放电的第一个小时获得的价值最高，因为在市场价格中套利的幅度最大。随后的每一个小时都以递减的价差进行套利。橙色曲线表明一个4小时储能系统获得了理论上最高的价值，因此是4小时储能系统是最佳的选择。

蓝色曲线显示的是长时储能系统获得更多价值的结果。然而，即使在这个区域，一个4小时的储能系统所获得的价值也超过了一个持续时间40小时的长时储能系统获得价值的60%。同样值得注意的是，40小时储能系统不太可能充分发挥其潜力，因为这需要在数周的时间内对储能系统的使用进行优化。

图3.储能系统在前几个小时获得大部分能量时移的价值，其中4小时获利能到达长时储能系统的60%以上

其结果来自传统市场区域，所示的两条曲线代表了不同持续时间的储能系统所获得收入比例的上限和下限。

使用容量服务和能量时移的估计值，图4(上图)提供了容量服务和能量时移组合每年获得的价值(美元/kW/年)作为持续时间函数的范围。假设采用4小时容量规则，并使用两个容量的值进行计算:较低的值为80美元/kW/年，较高的值为150美元/kW/年。这与图3中的能量时移曲线的价值相结合，使用较低的值（60美元/kW/年）和较高的值（120美元/kW/年）。4小时储能系统显示的值为84%至88%，因此它代表容量服务（100%）和能量时移（约62%至75%）的加权平均值。

图4 在具有4小时容量规则的地区，一个4小时储能系统可以获得80%以上的能量时移价值，以及长时储能系统可以获得的能量时移价值(图4的上图)。下图是在增加额外的持续时间之后的增量。

4小时容量规则和能量时移价值曲线相结合，导致在许多地区部署持续时间超过4小时的储能系统几乎没有经济回报。这可以通过其增量值来证明，例如图4的下图所示。

3 超越4小时持续时间：改变价值主张

如今有两个变化，可能会将价值主张转变为采用持续时间4小时以上的长时储能系统，如图5所示。根据第2章节描述的4小时容量规则，说明了储能系统在电力系统提供服务的价值主张的变化。第一个变化（如灰色曲线所示）是服务价值向长时储能系统的转变，如3.1节所述。第二个变化（如蓝色曲线所示）是提供有利于长时储能系统的价值来源。3.2节对此进行了讨论。

图5 有两个变化可能会使价值主张转向长时储能系统，包括现有服务价值的转变和提供适合更长持续时间的额外服务。

3.1 超越4小时容量规则:改变容量价值曲线

4小时容量规则是对容量价值和持续时间之间复杂关系的简化，它反映了储能市场的近期情况(仅在某些地区)。随着时间的推移，容量规则可能会演变，以反映电网运营条件的变化，这可能会改变价值曲线的形状，并可能要求储能系统提价更长的持续时间。

（1）考虑非线性率和基于有效负载承载容量（ELCC)的容量值

图2所示的4小时容量规则和线性降额曲线是基于各个储能市场现有的容量价值获取规则。虽然4小时储能系统提供了容量信用，但线性降额曲线是对储能系统的持续时间和装机容量之间更复杂关系的一种简化，共部分原因是负载的不确定性和天气变化。一种更复杂的评估储能容量信用的方法是使用有效负荷承载容量（ELCC)进行衡量。图6显示了PJM公司在其2024年容量信用中使用的ELCC估计，以及爱达荷电力公司在其2023年综合资源计划中使用的ELCC估计。在这张图中，其曲线并不能反映储能系统的持续时间少于4小时的潜在变化。在此之前，其他分析表明，储能系统的容量信用在较短的持续时间内具有更陡峭的斜率，并形成一条“长尾”。

图6 PJM公司和爱达荷电力公司使用ELCC的容量值显示4小时储能系统附加价值的潜力。

在认识到简单线性下降率的局限性之后，其他地区也使用ELCC方法来评估太阳能发电设施和风力发电设施，现在也正在采用更复杂的ELCC方法来评估储能系统。需要注意的是，采用非线性降额曲线和ELCC方法不会增加持续时间的绝对值，这可能使长时储能系统更具竞争力。

即使采用ELCC方法，4小时储能系统在夏季峰值电力需求期间的容量价值也非常接近100%。更大的影响将是由于电网结构的变化而导致净负荷曲线的变化。

（2）冬季的净负荷峰值期间变长

即使没有复杂的分析，也可以通过了解夏季峰值电力需求模式的曲线来了解4小时容量规则，在这些模式中，在美国大部分地区运营的储能系统的持续时间通常远低于4小时。然而，由于不断变化的电网组合、负荷和天气模式，夏季峰值电力需求期间的曲线形状和长度正在发生变化，这些因素将影响4小时储能系统的价值，最终将会影响长储能系统的价值主张。

图7说明了影响4小时储能系统价值的两个主要因素：首先，随着部署更多的4小时储能系统 (电网结构没有进行任何更改)，其容量信用一始下降。图7的上图在一个模拟场景中说明了这一概念，例如加州部署了约4,500MW的4小时储能系统。并且已经用于调峰，剩余的峰值期间的时间约为6小时。这表明，4小时储能系统无法满足时间更长的峰值需求。在本例中，如果对4小时容量规则进行相应调整(改为6小时的容量规则)，则4小时储能系统需要降额三分之一才能提供6小时的电力。然而，这种价值的下降将在不同程度上被太阳能发电量的增长所抵消，这往往会缩小净负荷峰值，如图7的下图所示。

图7.加利福尼亚州增加4小时储能部署对净负载曲线的模拟影响。演示了储能系统如何降低峰值需求，但也使其峰值期间变得更长(上图)。峰值期间的延长可以通过增加太阳能发电量(下图)来满足

在一些研究案例中，4小时储能系统解决夏季峰值电力需求的潜力已经得到了证明。图8显示了2020年8月14日和15日期间加州对太阳能发电和风力发电的需求(蓝色曲线)，其中极端高温以及其他几个因素导致了加州轮流停电。8月14日和8月15日分别中断了2.5小时和1.5小时。具有足够电力的4小时(或更短)的储能系统可以提供足够的电力来避免停电。

图8.加州2020年的电力中断事件导致了长达2.5小时的轮流停电(灰色柱状图)。4小时储能系统可以避免停电事件，并且能够在非高峰值期间充电。

在夏季峰值电力需求期间，太阳能发电设施提供的电力可以延缓4小时储能系统的价值下降，这在加利福尼亚和西南部的应用中得到了证明。图9显示了PJM公司4小时储能系统的ELCC研究结果。随着时间的推移，这一改变是由于电网结构的变化，包括太阳能发电量的增长。随着峰值期间的转移，这一增加导致太阳能发电设施ELCC(橙色曲线)持续下降， 4小时储能系统的ELCC随着时间的推移(蓝色曲线)而增长，到2030年接近100%。

图9. 在PJM公司服务区域部署的太阳能发电设施的增长降低了ELCC，同时大幅增加了4小时储能系统的ELCC，保持了其提供稳定容量的能力。

因此，在冬季电力需求峰值期间，将会出现部署长时储能系统的机会。

图10比较了2022年ERCOT公司的冬季电力峰值需求和夏季电力峰值需求期间的需求曲线。实线显示了正常的需求曲线，其中夏季 (7月20日)比冬季 (12月23日)高出约8%。虚线显示了太阳能发电的净峰值。

图10.2022年ERCOT公司冬季电力峰值需求和夏季电力峰值需求的比较

图11表明，冬季电力需求峰值期间往往比夏季电力需求峰值期间更长。它使用2022年ERCOT公司数据模拟了储能系统对净负载曲线的影响。图11的上图(7月20日至21日)显示了储能系统对夏季电力峰值期间净负荷的影响，虽然峰值期间已经扩大，但仍然大约有4到5个小时，这意味着4小时储能系统将保持接近满负荷的电量。然而，图11的下图(12月22日至23日)显示冬季电力需求峰值期间扩大到8小时，因为夜间的电力需求仍然很高，储能系统几乎没有机会充电。

图11.如果在ERCOT公司服务区域中增加2500MW的储能系统，将扩大夏季的净负荷峰值(上图)，但时间更长的峰值期间可以通过更多的太阳能发电量来抵消。冬季电力需求峰值期间(下图)的影响主要是在夜间，这是太阳能发电无法抵消的。这将需要长时储能系统来提供更多的容量。

图12使用更全面的ELCC分析显示了ERCOT公司中4小时储能系统的ELCC的下降。x轴显示了风力发电设施、太阳能发电设施和储能系统的总部署量，并假设负载没有其他变化。y轴表示4小时储能系统在夏季峰值电力需求期间(蓝色曲线)或冬季峰值电力需求期间(红色曲线)的容量信用。

图12.随着太阳能发电设施的部署量的增长，ERCOT公司在夏季峰值电力需求期间的4小时储能系统的容量保持或增加。x轴表示风力发电、太阳能和储能系统的总部署量

图13显示了北美电力可靠性公司在2022年夏季和2022年冬季可靠性评估报告中夏季峰值电力需求与冬季峰值电力需求的对比。除了美国西北地区之外，美国东南部的几个地区现在也进入冬季电力需求峰值期间，这些地区更依赖于电力供暖。

图13.夏季电力需求峰值期间与冬季电力需求峰值期间的对比。

图14显示了一组模拟的结果，这些模拟探讨了电气化为美国各地带来的负荷曲线变化。该示例来自NYISO公司服务的区域，显示了2020年夏季求峰值电力需求显著高于冬季峰值电力需求。

图14.电气化对NYISO公司需求高峰期间影响的例子

总的来说，虽然在夏季峰值电力需求期间增加的太阳能发电量可以保证4小时储能系统的容量价值，但这也将加速美国大部分地区向冬季峰值电力需求的转变。这可能会导致4小时储能系统的容量价值下降。

3.2 增加长时储能系统价值的附加业务

为了提供容量服务和能量时移服务，部署4小时储能系统是一种经济可行的方案，但是还有其他潜在的价值来源可以激励部署持续时间更长的长时储能系统。如果附加服务能够具有以下因素:

（1）避免重复计算(这意味着它们会干扰提供已经计算过的服务的能力)。

（2）在当前的市场环境下可以实现货币化(或者在回报率框架下被监管机构评估)。

（3）支持更长的持续时间。

（4）反映在服务可用的位置部署储能系统的容量。

如果没有这些因素限制长时储能系统提供某些服务的能力，那么可以为长时储能系统提供了新的收入机会（因素2）。例如运营储备服务或频率响应。然而，有限的持续时间要求(远低于1小时)并没有为长时储能系统提供更多的激励，因此这种应用最终受到因素3的限制。另一个例子是提供配电服务，其中更长的持续时间更具价值，但因素4可能是一个限制，因为一些持续时间较长的储能系统由于需要大规模部署而占用很大的空间，并且配电网络的容量可能有限。另外，这份报告提供了两个可以满足这四个标准的附加服务示例。

3.2.1 示例1：电力传输

一个有利于采用长时储能系统的因素是输电系统投资延迟和输电拥塞管理。新建输电系统有很多原因，其中包括提高可靠性、缓解拥塞、改善获得低成本能源的途径，以及提高输电系统稳定性。

在某些情况下，储能系统可以作为升级输电系统的替代方案，例如储能系统可以缓解输电拥塞。输电拥塞导致一些地区的电价上涨，因为这些地区无法获得足够的低成本电力。储能系统可以部署在拥塞的“负载”侧，然后在输电线路拥塞时放电。

这一原则也可应用于利用储能系统来提高可再生能源发电设施的利用率。在这个应用中，储能系统部署在拥塞电力线路的“供应”侧。美国一些主要风力发电设施通常位于更偏远的地方，可能需要专门的电力线路将电力输送到负荷中心。但新建的输电线路将受到风力发电设施容量因素的限制(增加输送电力的成本)，因此部署储能系统可以用来提高输电利用率。

采用储能系统延迟输电系统投资是一个主要应用，这种应用能够部分增加输电系统的容量，并且实现能量时移，但需要仔细分析，因为这样的应用限制了储能系统充放电的灵活性。在这些应用中，储能系统的规模具体地取决于确定的需求和投资输电系统的延迟。

如何实现货币化是将电力传输、容量服务和能源时移的价值结合起来面临的一个挑战，特别是在具有批发市场的地区。在现有的市场结构中，电力系统的容量服务和能量时移的价值在很大程度上是可以通过能源价格套利、容量市场支付、稀缺定价和容量合同的组合来实现货币化。而储能系统延迟输电系统的升级的部分价值可以通过与电网拥塞相关的电力价格体现出来。然而，并非用于输电服务的储能系统的所有价值都可以得到体现，而且为缓解电网拥塞而部署更多的储能系统可能会得不偿失。根据回报率机制，如果将储能系统作为输电资产，那么它们难以提供额外的市场服务，限制了储能系统的灵活性。电网运营商已经注意到这一点，并且正在努力应对这些挑战。

3.2.2 示例2：弹性和备用电源

长时储能系统提供额外服务的另一个示例是在长期电力中断期间提高电网弹性和提供备用电源。由于长时储能系统可以存储更多的能量，当意外事件或极端事件破坏电力系统时，它们比持续时间较短的储能系统更有价值。将这种价值实现货币化可能具有挑战性，因为电网弹性目前还不是一个成熟的服务。然而，合同、电费的变化或其他安排可以为向公用事业公司、区域微电网或大型商业和工业客户提供备用电力的收益货币化提供一种手段。用户侧应用可以潜在地将备用服务的价值与避免的容量和在费率结构中获得的能量时移价值(通过需求收费或使用时间费率)结合起来。与其他服务一样，需要仔细分析以避免重复计算。

4 超越锂离子电池储能系统的长时储能技术

储能系统的持续时间超过4小时也带来了一个问题：成本。有许多储能技术处于不同的开发和部署阶段，很难估计这些储能技术中的哪一种能够大幅降低成本。然而，不同的持续时间内，长时储能系统可以实现与锂离子电池储能系统相同的成本和性能。

图15(上图)显示了对锂离子电池储能系统2023年投资成本的估计。储能系统的总投资成本(以美元/kW为单位，这是衡量发电成本的标准)如图15(下图)所示。曲线的斜率表示与储能容量相关的成本，随着时间的推移，预期成本的降低会降低成本曲线的斜率。应该指出的是，由于面临供应链问题，造成了电池储能系统成本的大幅波动。

图15.随着时间的推移，锂离子电池储能系统的相关成本预计将下降

对于超过4小时持续时间的长时储能技术来说，面临的挑战是与成本大幅下降的锂离子电池储能系统进行竞争，锂离子电池储能系统的持续时间也将超过4小时。根据研究机构的预测，2030年7小时电池储能系统的成本与目前4小时电池储能系统的成本大致相同。另外，有许多储能技术有潜力实现与锂离子电池储能系统同等的成本。长时储能系统要实现与锂离子电池储能系统的成本相当，有四个主要因素:电力成本、能源成本、寿命和效率。

其他储能技术降低成本的主要机会是使用成本较低的储能材料。储能系统的储能容量投资成本包括材料和储存材料的容器成本。锂离子电池的电解质使用多种材料，涉及复杂的制造过程，可以实现相对较高的能量密度和充放电效率。液流电池可以使用成本更低、储量丰富的电解质材料，制造过程也不那么复杂，并且可以存储在各种尺寸的储罐中。这种方法可以使储能系统的持续时间随着需求的增加而增长。

还有一些储能技术可以使用成本更低的材料作为储能介质，例如热储能系统可以使用成本非常低的材料（例如熔盐）。

抽水蓄能发电设施使用的储能介质(水)成本更低，其中容器(水库)的成本成为主要的储能成本。下一代压缩空气储能系统能会使用地下岩层 (空气)和低成本介质(热储能)的组合。

使用低成本材料的代价往往是充放电的效率更低。例如，液流电池使用储能丰富或低成本的电解质材料，但其充放电效率大幅降低。机械储能系统（包括热储能系统、抽水蓄能设施和压缩空气储能系统）需要采用水泵、涡轮机和发电机，与逆变器和锂离子电池的其他相关组件相比，它们的总成本要高得多。而基于机械的储能系统的充放电效率也低得多。

另外，大多数基于机械的储能系统可以持续更长的时间，并且不会由于充放电次数过多引起性能上的退化。例如，很多运行50年以上的抽水蓄能发电设施，可以采用更新、更多、更高效的设备，而锂离子电池储能系统的预期寿命为10～20年。热储能系统和压缩空气储能系统通常可以使用30年或更长时间。液流电池的降解机制与锂离子电池不同，并且可以采用成本更低的电解质。

图16说明了考虑这四个因素来估计长时储能系统的盈亏平衡成本，或者在生命周期中的成本与锂离子电池储能系统的成本持平。图中的锂离子电池的成本(例如图15)用蓝色曲线表示。长时储能系统的成本用灰色曲线表示。

然而，投资成本低并不等同于其生命周期中的成本低，这受到充放电效率和使用寿命的影响。如果长时储能系统的性能与锂离子电池储能系统相同，那么投资成本将与生命周期成本相同(图16中的黑点)。生命周期较长的长时储能系统降低了成本，因为可以在更长的时间内进行融资。

图16.长时储能系统在生命周期中的盈亏平衡条件，显示了投资成本的影响

图17提供了一个例子，显示了实现8小时储能系统成本持平所需的相关成本，图中的黑线表示了与锂离子电池具有相同工作寿命和效率的长时储能系统的盈亏平衡曲线。

其他曲线显示了长时储能系统性能的盈亏平衡条件，包括更长的工作寿命和更低的充放电效率。如上所述，将锂离子电池储能系统作为参考，盈亏平衡意味着长时储能系统的成本必须等于或低于三种不同效率水平。总的来说，即使效率较低，长时储能系统在其生命周期中的成本仍可能与锂离子电池储能系统持平。

图17.到2030年，长时储能系统的生命周期成本可以与8小时锂离子电池储能系统持平(黑线)

5 讨论与结论

美国近年来部署的锂离子电池储能系统约占所有储能系统的99%，其中90%以上的电池储能系统的持续时间为4小时或更短。这既反映了技术状况，也反映了当前市场对储能系统持续时间要求的影响，这导致持续时间超过4小时的长时储能系统的价值大幅下降。

因此，如果在短期内超越锂离子电池储能系统和超过4小时持续时间，长时储能系统需要改变技术和价值主张。在价值方面，随着美国许多地区转向冬季峰值电力需求，4小时储能系统的价值可能会随着时间的推移而下降。这将增加长时储能系统的价值，而支持输电和恢复供电的机会也可以增加其价值。

根据在“储能未来研究”项目之前进行的研究，即使没有针对减少碳排放的新政策，长时储储能系统也有更多的市场机会。长时储能系统实现经济可行的部署，需要改变目前的激励结构，特别是在批发市场地区。这包括向开发商传递适当的信号，以及解决与不同用例的服务货币化相关的问题。

最后，重要的是要认识到长时储能技术与成熟的锂离子电池储能系统进行竞争所面临的挑战。锂离子电池市场正在快速增长，这主要由电动汽车推动，这将推动新的创新，并有可能降低储能应用的成本。长时储能技术能否与电池储能系统进行竞争，取决于能否实现大规模部署并降低成本。因此需要实现成本最优的多样化组合，其持续时间可以随着电网的发展而变化。

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